神木气田起伏集气管线高效运行关键技术问题研究

朱浩平，徐晓伟，何彦君，马云峰

（长庆油田第二采气厂工艺所，陕西榆林 719000）

由于神木气田的地址特征、天然气性质和地面自然条件及集输成本等因素，主要采用湿气输送。输送过程中，由于湿气中水的存在可能积液或形成水合物，积液会降低管道有效截面积，增大输送阻力和管线压降，降低管输效率，加速管线的腐蚀，增加管线泄漏的风险。受管内流体流速以及地形起伏等因素的影响，管道内有可能产生段塞流，造成管线振动性破坏，对混输管道和管道下游分离设备或其他设施的正常工作带来不利影响，一定压力温度下形成水合物堵塞管道事故。因此，探讨起伏集气管线高效运行的关键技术问题，对集气管线的安全经济运行具有十分重要意义。

1 高效运行的关键技术问题

起伏集气管线高效运行受地形、运行、气候和环境参数综合影响，结合神木气田集气工艺实际和现有研究成果，建立起伏集气管线高效运行的系统理论，为起伏集气管线的科学管理提供科学依据。

1.1 湿天然气管道的动态分析

神木气田地形复杂多样，山、丘、坝皆有，气田输送天然气采用的是湿式输送方式，当天然气从气井携带出水分时，会造成一些损害，所以需要建立湿天然气管道动态分析模型，预测管道内的积液情况，为清除管道内积液和防冻堵措施奠定基础。湿天然气管道动态分析需建立压力温度变化的组合模型，将每一倾角的管路分段计算，从管道入口段开始，逐点计算每一节点的流动参数（压力、温度、持液率等）。

根据喻西崇等[1]的研究结论，水平管中采用Eaton 和Dukler Ⅱ相关式，上倾管路用用Beggs-Brill 相关式进行角度修正Eaton 或Dukler Ⅱ相关式，下坡管路采用Xiao-Brill 相关式。计算气液两相流温度变化规律时，因不清除流体的组分，因此选择黑油模型作为温降计算相关式[2]，即：

焦耳-汤姆逊系数Di的计算式为：

式中，T0为环境温度，K；TQ为管道起始端温度，K；TZ为管道末端温度，K；pQ为管道起始端压力，Pa；pZ为管道末端压力，Pa；pr为对比压力；Tr为对比温度；pc为临界压力，Pa；Tc为临界温度，K；K为管道的传热系数，J/（m2.K）；c为混合物的比热容，J/（kg.℃）；cpg为气相的比热容，J/（kg.℃）；ρl为液相的密度，kg/m3；M为流体的质量流量，kg/s；i为以液柱表示的两相流管路的水力坡降，m/m；Di为气体的汤姆-焦耳逊系数，℃/Pa；x为气相质量分数；L为管路长度，m。

1.2 起伏管线集气量及集输效率计算

对于气田湿天然气集气管道，由于液相带入（或集气过程中相态变化）的不可避免，100～200m 的高程差[3]按水平管路计算可能导致较大误差，即使高程差低于100～200m，下坡流的能量集聚和上坡流的能量消耗难以平衡，建议采用起伏管线计算，即：

式中，Q为天然气在标准状况下的体积流量，m3/d；C为常数，根据采用的量纲而定；R为气体常数，m2/（s2·K）；Δ为天然气相对密度，无量刚；ΔS为管线终点和起点之间的高层差，m；D为管线内径，mm；λ为水力摩阻系数，无量刚；Z为天然气压缩因子，无量刚；T为平均温度，g为重力加速度，m/s2，其余参数意义同前。

由于受气田新井、新区投产进度，气田多级增压集输，冬季高峰供气等因素影响，集输管道投运后，会出现输气量长期偏低，或者超出设计输气量的情况，使得计算的输气效率随着实际管输气量的变化而变化。现场清管实践中，当湿气输送管网管输气量低于设计输气量时，管道容易积液，管输效率偏低，部分大管径管道在输气量较低的情况下，即使反复多次清管，计算的管输效率仍然较低；当管输气量大于设计输气量时，计算的管输效率会出现大于100%的情况，显然不能满足和指导现场清管作业。因此，SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》取消了以输气效率小于95%作为判断管道是否清管的依据，而是提出清管周期应根据管道输送的气质情况、管道输送效率和输送压差合理确定。徐文龙等提出相对输气效率η定义，为管道实际运行过程中的输气效率与管道上一次清管后的输气效率（视为该管道在当时运行条件下的最大管输效率）的比值，即：

1.3 天然气水合物生成温度预测

预测天然气水合物生成条件（温度或压力）的方法较多，而常用的有经验图解法、相平衡常数法（Katz 法）、统计热力学法和算图法等[3]。根据气田气质参数和运行条件，合理选择预测方法，确保天然气水合物的生成条件预测模型的可靠性。

1.4 积液量的计算

天然气管道中的积液量包括凝析水量及持液率变化导致的积液量之和。天然气凝析水量，对于集输气管线可根据集输气管起点条件和集输气管线的操作条件计算[5]，即

式中，Q11为天然气凝析水量，kg/d；WS、WE分别为起点和终点的天然气含水率，g/m3；Qg为集输气量，m3/d。

利用湿天然气的动态分析理论计算出起伏管路沿程每段入口和出口的持液率（特别是下凹段），则某一时间段内管线积液量可由下式计算：

式中，HLiA（t）、HLiB（t）分别为某一时间t第i下凹管段入口和出口的持液率，小数；t0、t分别为计算积液量的起始时间，d；Q12为管线的持液率变化导致的积液量，kg。

1.5 防冻剂加注参数优化

天然气集输矿场主要采用有机抑制剂，包括甲醇、乙二醇和二甘醇，其中甲醇最常使用，甲醇在处理站回收和再次循环使用。对于给定的水合物形成温度降Δt，水合物抑制剂在液相水溶液中必须具有的最低浓度按下式计算：

式中，Mf为抑制剂的分子量，甲醇取32.04，乙二醇取62.07；Ki为常数，甲醇取1 297，乙二醇取2 220；Wmin为在最终的水相中抑制剂的重量百分数（即富液的重量浓度），%；T1为管线最高操作压力下天然气的水合物形成温度，对于节流过程，则为节流阀后气体压力下的天然气形成水合物的平衡温度，℃；T2为管输气体的最低流动温度，对于节流过程为天然气节流后的温度，℃。

抑制剂实际量包括用来处理自由水所需要的抑制剂量和蒸发到气相中所损失的抑制剂量，用下式计算：

式中，Wt为重量浓度为C1的抑制剂的用量，kg/d；Wg为按质量浓度为C1计算得的供气相蒸发用的抑制剂实际用量，kg/d；C1为抑制剂中有效成分的质量百分浓度；Ww为单位时间内系统产生的液态水量，kg/d。

2 起伏集气管线科学管理对策

结合神木气田冬季持续低温和冬季冻堵问题，从集气管线信息系统完善和增值服务、优化防冻堵剂加注及清管制度优化等方面提出具体措施。

2.1 完善管线信息的管理和应用

气田每年均开展集气管线高程-里程、管线区域周边环境、管线交叉与裸露情况、“三桩一牌”（里程桩/阴保测试桩、标志桩、加密桩/通信标石桩、警示牌）、管道保护电位、阴极保护测试桩保护电位、绝缘法兰等项目的普查，已初步建立起管线完整性管理软件，但信息中的单井（或管线）动态数据（集气量、气液比等）不全，导致信息系统的综合利用严重滞后，未能发挥管线信息在管线科学管理中的作用，目前仅具备数据查询功能，大数据分析和优化决策基本上未见。

因此，建议在气田数字化建设中，注重一手抓建设与推广，一手抓成果转化和信息利用程度，拓展数字化在生产、生活各个领域的“增值服务”，如管线路由、管线结构数据与运行参数相结合，预测管线动态，精准制定管线高效运行的措施。通过数字化建设提高的增值服务，使气田长期形成的资源、技术、管理获得空前的扩展、创新和丰富。

2.2 优化完善防冻剂加注

加注水合物抑制剂仍然是目前防止天然气水合物形成的主要措施之一，其水合物形成防止效果与天然气输送温度、抑制剂种类、药剂加量、加注时间和加注方式密切相关。重点在于加注时间、加注量和周期的把握，现场实际操作时，必须针对不同的工况条件进行动态调整。具体措施如下：

（1）针对运行工况制定防冻剂加注方案。为有效减少水合物堵塞概率，保障冬季集输管线的正常运行，结合季节性气候变化和运行参数，准确预测水合物生成条件，制定管线防冻剂加注量、加注周期及加注时间等，并开展冻堵跟踪。各作业区指定专人负责冬季冻堵跟踪的反馈，及时通报冻堵情况、分析冻堵原因，确保加注制度、计温及清管周期的及时调整。

（2）动态调整加注方案，确保加注效果。严格执行防冻剂方案，并结合生产实际进行加注参数的动态调整，建议采用泵注并带雾化装置，以利于药剂与天然气气流的充分接触，确保防冻堵剂的加注效果。

2.3 清管制度优化

鉴于苏里格气田与神木气田的相似性，建议气田湿气输送管道是否清管的判断依据文献的确定方法。①对于v＜5m/s 的管道，只要满足相对输气效率η≤90%，Wq/V≥1%，管道始末端压差梯度Δp≥200kPa/km 三个条件中的一条，就应对管道进行清管；将η＜90%或者η＜95%作为判断管道是否需要清管的条件，作为SY/T 5922-2012的有效补充。②对于v＞5m/s 的管道，不考虑管道始末端的压差梯度，只要满足相对输气效率η≤90%或者Wq/V≥1%的条件，应对管道进行清管；③Wq/V值小于1%，积液量大于管道下游集气站段塞捕集器的最大段塞处理能力时，不管其他条件，也要启动清管。实际应用中，结合现场清管试验情况予以修正，形成神木气田不同区块的清管制度。